Согласно отчету Евразийского банка развития (EDB), Узбекистан стал ключевым центром спроса, генерации, транзита и интеграции возобновляемых источников энергии в взаимосвязанной энергетической системе Центральной Азии. Однако быстрый рост мощностей солнечной и ветровой генерации превышает способность энергосети принимать новую выработку.
В своем исследовании «Energy Without Borders: The Architecture of Energy Connectivity in Central Asia» банк указывает на серьезные проблемы сектора электроэнергетики Узбекистана, включая дефицит газа зимой, перегруженность линий электропередачи и растущее сокращение выработки возобновляемых источников.
Основные показатели энергетического сектора
Узбекистан обеспечивает 23,1 ГВт из общей установленной мощности в 38,5 ГВт взаимосвязанной системы Центральной Азии, что делает его крупнейшей страной-генератором в этом региональном объединении. По состоянию на 1 января 2025 года, установленная мощность Узбекистана составляла 17,5 ГВт тепловой генерации, 2,25 ГВт гидроэнергетики, 0,9 ГВт ветровой и 2,4 ГВт солнечной.
Другие участники системы имеют значительно меньшую генерационную мощность: Таджикистан — 6,5 ГВт, южный Казахстан — 4,77 ГВт, а Кыргызстан — 4,13 ГВт. Основными энергетическими ресурсами Узбекистана являются тепловая генерация, включающая газотурбинные установки, турбины на газе и газодвигательные агрегаты, а также объекты ВИЭ и системы накопления энергии (BESS).
Проблемы с генерацией и потреблением
Старший аналитик EDB Демир Кабыльбаев отметил, что Узбекистан является крупным центром спроса и в настоящее время центром внедрения ВИЭ. Несмотря на значительную установленную мощность, Узбекистан сталкивается с ограничениями в производстве электроэнергии осенью и зимой из-за нехватки природного газа и внутренних узких мест в передаче.
Отчет оценивает дефицит генерации, связанный с газом, в пределах 100–400 МВт. Кабыльбаев объяснил, что зимний спрос на природный газ растет во всех потребительских группах, что приводит к недостаточному топливу на электростанциях при резком увеличении спроса на электричество. Следовательно, генерационная мощность ограничивается доступным давлением газа в трубопроводах.
В час пиковой годовой нагрузки в 2024 году взаимосвязанная система Центральной Азии имела установленную мощность 36,4 ГВт, однако для генерации было доступно только 28,8 ГВт. Ограничения, связанные с топливом по всему региону, снизили доступную мощность на 1 081 МВт. Кабыльбаев предупредил, что строительство дополнительных электростанций не обязательно решит проблему дефицита, если новые объекты будут расположены за пределами перегруженных точек передачи или не получат достаточного количества газа в часы пик.
Вызовы, связанные с ВИЭ
Расширение возобновляемой энергетики представляет собой еще одну проблему. Согласно стратегическим планам Узбекистана, к 2030 году мощность ВИЭ может достичь 25 ГВт. Из 62,8 ГВт новой генерационной мощности, анонсированной странами Центральной Азии до 2035 года, Узбекистан отвечает за 25 ГВт. Консервативные прогнозы предполагают, что к 2028 году мощность ВИЭ Узбекистана достигнет 11,4 ГВт, а емкость систем хранения энергии — 4,3 ГВт.
Однако ожидается, что это расширение увеличит объем возобновляемой электроэнергии, которую система не сможет принять. По расчетам Центра координации и диспетчеризации Энергии, в 2026 году Узбекистан должен будет использовать 13,1 млрд кВт⋅ч возобновляемой энергии, при этом будет сокращено 2,1 млрд кВт⋅ч. В 2027 году прогнозируется использование 18,5 млрд кВт⋅ч, а сокращение составит 2,9 млрд кВт⋅ч. К 2028 году эти показатели, как ожидается, возрастут до 22,1 млрд кВт⋅ч и 3,5 млрд кВт⋅ч соответственно. Сокращение прогнозируется особенно значительным в переходные месяцы, потенциально достигая 45,7% в сентябре и 37,5% в мае.
Кабыльбаев отметил, что расчеты были сделаны в 2024 году, тогда как Узбекистан с тех пор наращивал генерацию ВИЭ быстрее, чем ожидалось, что, вероятно, приведет к превышению первоначальных целей. Одним из фундаментальных вызовов является изменчивость солнечной и ветровой генерации, которую нельзя контролировать так же, как традиционные электростанции. Кабыльбаев пояснил: «Мы не знаем, когда будет солнце или ветер».
Региональная координация и инфраструктура
Отчет EDB предупреждает, что сокращение выработки ВИЭ уменьшает фактически используемое количество электроэнергии, ухудшает экономику проектов и повышает требования к резервной генерационной мощности. Обязательства по оплате в рамках долгосрочных соглашений о покупке электроэнергии могут оставаться в силе даже при сокращении выработки, что потенциально перекладывает дополнительные расходы на покупателей электроэнергии, операторов системы или потребителей.
Банк определяет региональную координацию как потенциальный способ снижения этих рисков. Более сильные трансграничные соединения, доступ к гибкой гидрогенерации, хранению энергии и более точные сигналы рыночных цен могли бы позволить поглощать избыточную возобновляемую электроэнергию на более широком региональном рынке.
Перегрузка линий электропередачи уже влияет на несколько важных участков сети Узбекистана. Потоки между Узбекистаном и Кыргызстаном через Ферганский энергетический узел достигли 2 940 МВт при допустимых уровнях 1 800 МВт или 2 600 МВт, что составляет 113% от применимого лимита. Внутренний участок линии электропередачи Сагниана–Гузар–Талимаржан работал на 105% от разрешенной мощности, передавая 1 570 МВт при лимите в 1 500 МВт.
Перегрузка сети также ограничивает способность Узбекистана импортировать гидроэнергию из соседних стран. По словам Кабыльбаева, Таджикистан уже стал балансирующим ресурсом для солнечной генерации Узбекистана, причем летние поставки электроэнергии в Узбекистан превышают зимние в два-три раза. Тем не менее, ограничения, затрагивающие сети 220 кВ, мешают части этой электроэнергии достичь намеченного пункта назначения. Кабыльбаев упомянул Ферганский узел в Сурхандарье, где перегрузка потребовала перенаправления примерно 40% запланированных летних поставок гидроэнергии Таджикистана в другие регионы Таджикистана.
Предложения по улучшению интеграции
Для улучшения интеграции ВИЭ EDB предлагает сочетать системы накопления энергии на батареях для быстрого балансирования, традиционную гидроэнергетику для операционной регуляции и сезонной гибкости, а также гидроаккумулирующие электростанции для переноса избыточной дневной возобновляемой электроэнергии в периоды повышенного спроса. По оценкам, потенциал гидроаккумулирующих электростанций Узбекистана составляет 5 030 МВт на 16 объектах в семи регионах. Регион Ташкент обеспечивает 46% этого потенциала, что эквивалентно 2,3 ГВт.
Среди предлагаемых проектов — гидроаккумулирующая станция Верхний Пскем мощностью 600 МВт с оценочной стоимостью 1,02 млрд долларов США, проект Ходжикента мощностью 200 МВт с оценочной стоимостью 320 млн долларов США. Проект Каратерен обеспечит 500 МВт стоимостью 477 млн долларов США, а проект Айдаркуль будет иметь мощность 300 МВт и обойдется в 350 млн долларов США. Вместе эти четыре проекта представляют собой запланированную мощность в 1 600 МВт и предполагаемые инвестиции в размере 2,167 млрд долларов США, с потенциальной годовой выработкой до 2,8 млрд кВт⋅ч. Отчет предостерегает, что ценность этих проектов должна быть подтверждена детальными расчетами эксплуатации энергосистемы.
Кабыльбаев пояснил, что гидроаккумулирующие станции используют избыточную электроэнергию для перекачки воды на большую высоту, позволяя высвободить ее для выработки электроэнергии, когда это необходимо. Он заявил: «Эти 5 ГВт будут работать эффективнее, если у нас будет региональная координация».
Приоритетные проекты инфраструктуры
EDB также выделил ряд приоритетных проектов в области транспортной инфраструктуры, напрямую затрагивающих Узбекистан. Первая группа приоритетов, которая должна принести относительно быстрые выгоды и связана с программой REMIT Всемирного банка, включает реконструкцию соединения Кристалль–Юлдуз с вторым 220-киловольтовым контуром между Узбекистаном и Кыргызстаном через Ферганский узел. Также сюда входит вторая линия электропередачи напряжением 500 кВ между Шымкентом и Ташкентской теплоэлектростанцией, соединяющая Узбекистан и Казахстан. Рассматривается альтернативный маршрут между Шымкентом и подстанцией Халка.
Проекты второго приоритета включают транзитное соединение Датка–Сугд с подключением на подстанции Лочин, проект Сирдарья/ACWA–Сугд, финансируемый Азиатским банком развития, и соединение Мурунтау–Шымкент. Проект Мурунтау–Шымкент был предложен Национальным диспетчерским центром и Национальными электрическими сетями Узбекистана для снижения перегрузки в юго-западных секторах передачи.
Третьи стратегические варианты включают соединения Атамырат–Гузар и Дашогуз–Мурунтау–Кызылорда, предназначенные для облегчения передачи генерирующих мощностей из Туркменистана. EDB оценивает, что более широкая интеграция энергетических систем Центральной Азии может принести валовой региональный доход до 640 млн долларов США ежегодно. Чистые выгоды при частичной и более глубокой интеграции оцениваются примерно в 120 млн долларов США. Авторы подчеркивают, что выгоды от региональной интеграции распределяться не будут равномерно среди участвующих стран.
